鄂尔多斯盆地志丹地区延长组深部长9油气藏成藏规律研究

对鄂尔多斯盆地志丹地区上三叠统延长组深部长9油气藏的生烃潜力、沉积体系、储集条件、构造条件等进行了研究,对油气藏成藏规律进行了深入探讨,认为该区延长组深部具有较好的成藏条件,其成藏主要受烃源岩展布、沉积体系时空分布、优质砂体发育、鼻状隆起等因素的控制.同时指出,这几个因素的优化匹配是寻找延长组深部长9油层组岩性油藏突破的关键.     

鄂尔多斯盆地陕北斜坡带三叠系延长组和侏罗系油气成藏期研究

通过对鄂尔多斯盆地烃源岩的生烃史、构造运动特征、包裹体均一温度和伊利石K-Ar同位素定年的研究,结合研究区的裂缝发育特征,综合分析了三叠系延长组和侏罗系油气成藏期.鄂尔多斯盆地形成演化过程中经历了多期构造运动,其中影响最大的是早白垩世末期的构造运动.长7段泥质烃源岩在早白垩世初期开始大量生烃,对侏罗系延9段裂缝储层和三叠系延长组伊利石K-Ar同位素定年以及对储层流体包裹体均一温度分析显示,陕北斜坡带三叠系延长组油藏形成于早白垩世的早中期,而侏罗系延安组的油藏则形成于早白垩世末的构造抬升期,对应时间为晚白垩世早—中期.     

鄂尔多斯志丹地区延长组高分辨率层序地层模式探讨

根据岩心、野外露头、测井、录井岩性等资料,在高分辨率层序地层学理论体系的指导下,按照适合陆相盆地层序特征的研究思路,对鄂尔多斯盆地陕北斜坡带志丹地区延长组地层特征进行了研究。对志丹地区延长组不同相带、不同旋回中岩性组合特征进行分析,总结出了该地区延长组层序界面的类型和识别特征;并对延长组基准面旋回特征进行讨论和长期基准面旋回的划分。最后在此基础上提出志丹地区延长组长10—长4+5时期的高分辨率层序地层模式。认为延长组从下至上可以划分为四个长期基准面旋回,其中LSC1对应长10和长9油组;LSC2对应长8和长7油组;LSC3对应长6和长4+5油组;LSC4对应长3、长2和长1油组。LSC3生储盖组合配置良好,且处于油气运移的有利指向上,是志丹地区主要的产油层段。     

鄂尔多斯盆地晚三叠世火山物质对油气成藏条件的影响

从火山物质的沉积地质背景和分布特征人手,通过岩石化学组分分析,系统探讨了火山物质与油气成藏条件之间的关系.认为火山物质主要形成于盆地初始发展和持续拗陷阶段,分布在长7、长6和长4 5油组中,以中酸性安山岩、流纹质熔结凝灰岩和玻屑凝灰岩为主,赋存状态有火山岩碎屑颗粒和沉凝灰岩薄层两种方式.盆内延长组火山物质与东缘铜川组火山喷发凝灰岩具有相同的沉积特点,说明物源来自盆地东部吕梁山方向.成岩中,位于湖盆中心长7油组烃源岩之上大范围沉积的火山物质加速了有效烃源岩的形成,火山物质的易溶和蚀变有利于次生孔隙形成.     

东营断陷盆地地层流体超压系统与油气运聚成藏

东营断陷盆地古近系发育的地层流体超压系统对油气运聚、成藏至关重要。以实测数据和用测井资料预测的地层流体压力数据为依据 ,分析了区内的地层流体压力系统特征 ,并将其分为上部常压、中部超压、下部常压 3个压力系统。超压系统具有纵向分带、平面分区且复杂多变的特点 ,但在宏观上属于盆地级的“超压流体封存系统”。超压系统对油气运聚成藏的作用主要是提供油源、产生运移动力和通道 ,并决定油气充注成藏方式。研究结果表明 ,与盆内超压系统有关的油气成藏模式分为系统内、系统外和封隔层 3种形式 ;超压系统内部的相对低压区及其上、下或侧向的泄压区都是油气聚集的有利地区。     

盆地与油气成藏模拟软件的发展趋势分析

为了准确和定量地重建出盆地发展过程或油气成藏过程,掌握盆地与油气成藏模拟软件发展趋势及技术难点,通过研究相关资料,对盆地与油气成藏模拟软件的三个发展阶段进行了分析。总结出盆地与油气成藏模拟软件的发展趋势;源岩与油气藏在空间上的关系决定着油气藏形成过程,应以源岩与油气藏的空间组合关系为基础建立模型,将盆地模拟技术与资源评价思想结合模拟出油气藏形成过程;发展模拟的真三维技术,实现油气运移的三维动态模拟。     

镇原——泾川地区储层及油气成藏特征

在分析延长组沉积特征及储集岩基本特征的基础上,详细探讨了油气运聚成藏特点及受控因素,指出镇泾地区中生界油气地质条件基本具备,在本区特低渗储层发育的整体背景下,寻找孔渗性相对好的油气富集带是本区油气勘探的重要目标.     

盆地与油气成藏模拟软件的发展趋势分析

为了准确和定量地重建出盆地发展过程或油气成藏过程 ,掌握盆地与油气成藏模拟软件发展趋势及技术难点 ,通过研究相关资料 ,对盆地与油气成藏模拟软件的三个发展阶段进行了分析 .总结出盆地与油气成藏模拟软件的发展趋势 :源岩与油气藏在空间上的关系决定着油气藏形成过程 ,应以源岩与油气藏的空间组合关系为基础建立模型 ,将盆地模拟技术与资源评价思想结合模拟出油气藏形成过程 ;发展模拟的真三维技术 ,实现油气运移的三维动态模拟     

鄂尔多斯盆地西北部奥陶系“三元”主控成藏规律

通过对鄂尔多斯盆地西北部奥陶系烃源岩、储集层及天然气展布规律的研究,探讨其天然气成藏规律。奥陶系烃源岩主要分布在上统乌拉力克组和拉什仲组,以海相泥岩为主;储层主要发育在中统克里摩里组和桌子山组,依据岩石类型、孔隙结构,可分为岩溶孔洞型储层和白云岩晶间溶孔型储层;天然气藏的形成受烃源岩、储层和圈闭的"三元"主控,具有有效烃源岩控制天然气区域分布、优质储层控制天然气聚集带展布、有效圈闭控制气藏分布特征。鄂尔多斯盆地西北部的西侧气藏主要为油型气,东侧主要为煤型气,均为上生下储的成藏模式。     

塔里木盆地草湖地区油气成藏特征

通过对草湖地区构造、地层及成藏条件的研究认为,保存条件、圈源匹配关系、继承性的古隆起和古斜坡是该区油气成藏的三大主控因素.草湖地区油藏形成于海西期,天然气气藏形成于燕山末—喜山期,以垂向断裂和裂缝,以及横向不整合面和疏导砂体为运移通道.区内西斜坡储层直接与烃源岩接触,断层不发育,油气通过横向储层及少量垂向断层为运移通道向高部位地层、岩性圈闭中聚集,中下奥陶统、东河砂岩和三叠系均有油气成藏过程.凹陷的中心区域存在奥陶系上统泥岩和石炭系泥岩隔层,缺少风化壳型储层,但具备形成裂缝-孔隙性储层的条件.草湖地区东部中下奥陶统长期抬升,发育通天断层,生油高峰期仍处于暴露状态,无法成藏,生气高峰时缺乏有效的封盖层,难以形成规模性油气的聚集.     

济源──黄口地区地层埋藏史研究

地层埋藏史研究是借助计算机恢复地层古厚度，动态地再现盆地的沉积发育过程．本文在泥岩压实研究的基础上，首次建立了该区的压实厚度恢复模型和泥质岩声波时差与孔隙度的转换关系，恢复了旱第三纪末期地层的剥蚀厚度．利用反演法恢复了连续沉积地层和不连续沉积地层的古厚度．编绘了单井埋藏史图和沉降幅度对比图等．在此基础上动态地对比分析了研究区不同凹陷的沉积发育史，并预测了可能的生油气层段和可能油源岩的生烃、排烃时期和条件．指出了有利的油气远景区．     

鄂尔多斯盆地志丹地区三叠系延长组长7油层组沉积相研究

鄂尔多斯盆地志丹地区近年在三叠系延长组长7层不断获得新发现,该层位已成为志丹地区后期增储上产的重要接替层位之一.根据岩石类型、岩石结构、测井资料等综合判识沉积环境,划分沉积相类型并研究其空间展布.通过上述研究分析,可对后期勘探具有一定的指导意义.     

镇泾地区延长组油气成藏主控因素分析

通过对鄂尔多斯盆地镇泾地区三叠系延长组的烃源岩条件、储层条件、储盖组合及圈闭类型等方面进行分析,认为镇泾地区延长组成藏条件优越。油气成藏控制因素及富集规律研究成果表明:构造演化控制着油气的调整方向,成藏期油气向SE方向运移,现今油藏向NE方向调整运移。烃源岩的有机质丰度分布控制着油气成藏,烃源岩有机质丰度>1%的地区,成藏条件优越。有利沉积相带控制油气富集,三角洲前缘亚相水下分流河道距离生烃灶近,砂体物性好、厚度大,是石油富集的最有利场所。成藏期流体动力差控制着油气的运移方向,流体动力差越大的地方,油气越富集。断裂对油气富集起着运移通道的作用,断裂导致的增孔作用进一步影响着油气富集。     

鄂尔多斯白豹地区三叠系流体包裹体的特征及其在确定油气成藏期中的应用

为了确定鄂尔多斯盆地白豹地区三叠系延长组油气藏的成藏时间,采用了流体包裹体测温技术.通过对大量流体包裹体特征的研究,发现研究区的流体包裹体的均一温度有2期分布:85～105℃,115～125℃.从研究区延长组不同层位均一温度平均值对比来看,石英加大边中流体包裹体的均一温度显示出一个明显特点,即从长82→长81→长71,包裹体均一温度呈逐渐减小的趋势,而从长71→长63→长61→长4+5,均一温度又呈逐渐增加.这一变化趋势可能与油气的运聚有关.利用包裹体均一温度与油气成藏之间的关系,可推测油气藏的形成时间.研究区主要成藏期为早侏罗世中期—中侏罗世中期,中侏罗世末期-早白垩世早期.     

准噶尔盆地构造演化与油气成藏特征

对准噶尔盆地构造特征、地层分布和地层不整合等特征进行的研究结果表明,该盆地内经历了裂陷盆地、碰撞前陆盆地、陆内坳陷盆地和陆内俯冲前陆盆地等4个演化阶段。裂陷盆地控制了石炭系烃源岩,使其沿裂陷槽分布;碰撞前陆盆地将二叠系烃源岩局限于玛湖、昌吉、克拉美丽山等山前坳陷内;陆内坳陷期从三叠纪一直持续到古近纪末,盆地内泥岩和煤岩广泛分布;陆内俯冲前陆盆地发育在南缘西部。因而,古、新近系烃源岩主要分布在安集海—呼图壁一带。烃源岩演化和油源对比表明,盆地内有3次成藏期,分别为印支期(T3)、燕山期(J3)和喜山期(E2),形成了石炭系、二叠系、侏罗系和古近系4个复合含油气系统。根据构造特征和成藏条件的差异性,在盆地内可划分出西北部、西部、南部、东部和腹部5个油气聚集区带。准噶尔盆地的成藏模式主要有逆冲断阶-不整合单向充注、压扭背斜双向充注、断隆带双向充注、披覆背斜单向充注、逆冲背斜带单向充注和斜坡带单向充注6种类型。     

鄂尔多斯盆地志丹地区长10原油地球化学特征及油源探讨

鄂尔多斯盆地延长组长10油源一直存在争议,以志丹地区为例,试图通过对志丹地区可能为长10供烃的3套烃源岩的发育情况、长10原油族组成情况、生物标志化合物等特征的分析,开展油-源对比综合研究,探讨长10石油来源,为后期勘探提供科学依据。志丹地区长10原油样品具有饱和烃含量最高,芳烃次之,非烃和沥青质含量最低的特点。长10原油生物标志化合物显示出生油母质为低等水生生物和高等植物混合成因,原油具有成熟度高的特点。通过对该地区长7,长9,长10等3套烃源岩的分析,认为该区长7烃源岩厚度最厚,长9次之,长10发育程度较低;生物标志化合物方面3套烃源岩在正构烷烃、萜烷分布上表现出一定的相似性,主要差异体现在长7-长10,Pr/Ph有增高趋势,ααα20R构型的C27,C28和C29规则甾烷具有从"L"型为主到"V"型和反"L"型增加的趋势。综合分析认为,长10原油主要为长9烃源岩贡献,长10烃源岩有一定贡献。     

浅谈海相碳酸盐岩地层与油气成藏

分析了海相碳酸盐岩的形成环境、成岩作用以及烃类形成环境,阐述了海相碳酸盐岩的油气成藏条件和机理。     

油气成藏期分析方法及进展

阐述了传统的油气成藏期分析方法的概念及其局限性,介绍了油气成藏期分析方法的新进展,主要包括流体包裹体法、有机岩石学法、同位素年代学法、磁性矿物古地磁学法、储层沥青和油藏地球化学法等,其中许多方法属于“反演”,基本实现了由传统的定性（定期）研究到定量或半定量研究的转变,可以较准确地确定油气藏形成时间。     

滨里海盆地北部盐下油气成藏条件与模式研究

目的分析滨里海盆地北部盐下油气成藏条件,建立成藏模式。方法通过钻井、岩心观察、地震和测井解释等近年来的勘探资料进行地质分析。结果明确了该地区油气生、储、盖等地质特征,确定了其油气成藏控制因素,提出了"一"字型成藏模式(自生自储,油气横向运移)、"Z"字型成藏模式(自生自储,油气横向运移)、"人"字型成藏模式(下生上储,油气垂向运移)、"从"字型成藏模式(自生自储,油气侧向运移)、"众"字型成藏模式(自生上储,油气侧向运移)5种油气成藏模式。结论滨里海盆地北部地区盐下层系处于烃源岩和碳酸盐岩发育的有利相带,且具有厚层的盐岩层作为优质盖层,是盐下油气勘探的重点目标区。     

油气成藏动力学研究

广义的油气成藏动力学研究,泛指一切有关油气生、排、运、聚的机理性研究。文中所说的油气成藏动力学研究系统,是指在某一特定的地质单元内,在相应的烃源体和流体输导体系发育的格架下,通过对温度、压力（势）、应力、含烃流体等各种物理、化学场的综合定量研究,在古构造发育的背景上历史再现油气生、排、运、聚乃至成藏全过程的多学科综合研究体系,这实际上是含油气系统意义上的一种定量动力学研究体系。